Recuperación Secundaria: Calidad de agua de InyecciónRecuperación Terciaria o Mejorada

•Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco Química Industrial2015

Etapas de la vida de un yacimiento

Recuperación Primaria

Es la fluencia natural del petróleo o del gas desde el seno del yacimiento a la superficie por la diferencia de las presiones. La circulación del fluido puede ser natural (pozo surgente) o por bombeo.

Este tipo de recuperación debe despresurizar el yacimiento sin caer por debajo de una presión límite llamada punto de burbuja (Pb). El Pb es una propiedad de cada crudo y es la presión a la cual se comienza a liberar gas (burbujas al comienzo) y se forma una capa de gas por encima de la del petróleo.

Una recuperación primaria eficiente:

• Se planifica desde sus comienzos para cuidar la energía natural del reservorio.

• Utiliza técnicas correctas de desarrollo y producción.

• Debería recuperar buena parte del petróleo original.

Una recuperación primaria ineficiente puede tener varias causas:

• Ineficiente mecanismo de drenaje.• Disipación de la energía del reservorio por

problemas no predecibles (pérdidas en el casing).• Falta de mantenimiento de presión del reservorio.• Aplicación de prácticas que no cuidan el

reservorio.

Recuperación Secundaria

Es la técnica utilizada para la explotación de yacimientos agotados o de baja presión. Genera un aumento de presión a través de la inyección de agua, lo que permite extraer un mayor porcentaje de los recursos alojados en el reservorio.

Recuperación Secundaria:Inyección de Agua

Tipos de Inyección• Inyección periférica o externa Inyecta agua fuera del lugar donde se ubica el crudo, en la periferia del

yacimiento. Es conocido como inyección tradicional, el agua se inyecta en el acuífero que se encuentra junto al contacto agua-petróleo.Es usado cuando se desconocen las características del yacimiento.

• Inyección en arreglos o dispersaInyecta agua en el lugar donde se encuentra el crudo. Como consecuencia los fluidos existentes en el yacimiento son desplazados hasta el pozo productor. Se lo conoce como de inyección interna.Se debe tomar en cuenta su estructura y los limites del yacimiento, la continuidad de las arenas, la permeabilidad, la porosidad y del número y posición de los pozos existentes. Se usa en yacimientos con poca inclinación y con un área extensa.

Calidad de Agua de Inyección• Hidrocarburos (ppm)• Sulfuros (ppm)• Oxígeno Disuelto (ppb)• Hierro total (ppm)• BSR (UFC/ml)• SST (ppm)

• Sulfuros (ppm): los sulfuros son dañinos en procesos industriales debido a que generan corrosión.

• Oxígeno disuelto (ppb): Es uno de los contribuyentes clave a la corrosión grave de

las tuberías de inyección de acero. Estimula el crecimiento de bacterias que pueden provocar acumulaciones, producir sustancias dañinas y reducir aún más la producción de petróleo.

El agua de mar debe someterse a tratamiento antes de la inyección. En el sistema de desaireación o desoxigenación, se elimina el oxígeno disuelto mediante la adición de un desoxidante, en este caso bisulfito sódico.

• Hierro total (ppm): se halla en concentraciones muy bajas, muchas veces implica problemas de corrosión. Este también se combina con SO4

-2 y materias orgánicas para formar un lodo de Fe, es particularmente susceptible de formar lodos si hay ácidos presentes. Interfiere con las unidades de intercambio de iones.

• SST (ppm): es la cantidad de sólidos que pueden

separarse por filtrado de un volumen dado, se usa para estimar la tendencia de taponamiento de los sistemas de inyección. Generalmente se usa un filtro con poros de 0.45 micrones de diámetro. Esta es una medida del material que excede el tamaño coloidal.

• BSR (bacterias sulfatorreductoras [UFC (unidades formadores de colonias)/ml]:

Son las bacterias que reducen los iones SO4-2 y SO3

-2 presentes en el agua, y liberan H2S como subproducto.

• Pueden participar directamente en la reacción de corrosión, causando

picadura severa en la tubería del acero• El H2S puede conducir a la rajadura y ampolladura sulfurosa de los

aceros• La corrosión agria resulta en FeS, un polvillo negro que es un excelente

agente de obturación de yacimientos

Se identifican según un muestreo, cultivo (crecimiento)de las bacterias, en número y especies, para elegir un biocida eficaz. El API RP 38 describe un método para examinar las aguas de inyección

Se reconocen 4 familias principales de SRB:

Casos de Agriamiento biológico durante la inyección de agua

producida• ¿Qué entendemos por agriamiento? Es un proceso por medio del cual un reservorio

con bajo o cero contenido detectable de H2S en el gas o en la fase acuosa, comienza a generar un incremento en la masa de H2S en el reservorio.

La transición de dulce a agrio se define como una línea base de 3ppmv más que cero medida en fase gaseosa.

¿Por qué el H2S no es deseable?

Tóxico y Corrosivo

Incrementa los costos de producción

Disminuye la calidad del petróleo y

gas

Disminuye la inyectividad

del agua (FeS)

Puede formar sulfuros

metálicos

H2S: Origen- Mecanismos

• Debido a la actividad de bacterias sulfato reductoras.Biótico

• Origen geológico.• Reducción termoquímica de sulfatos.• Hidrólisis de sulfuros metálicos.• Craqueo de compuestos orgánicos y

kerógeno.• Eventos magmáticos.

Abiótico

Prevención y Tratamiento• Información litológica: identificar minerales secuestrantes

de H2S.• Fraccionamiento isotópico del S y C.• Geoquímica del agua e hidrocarburo.• Temperatura de superficie, wellbore y reservorio.• Análisis de aguas.• Medición de H2S en gas, agua y petróleo.• Determinación de ácidos grasos (VFA) y composición del

petróleo.• Identificar población bacteriana, actividad vs temperatura.

Conclusiones• La aplicación de nitratos podría ser efectiva en

reservorios de alta T (>60ºC). El H2S se genera en superficie.

• Tiene que haber alta actividad de NRB (bacterias nitrato reductoras) and NRSOB (bacterias nitrato reductoras y sulfuro oxidantes) en el agua de inyección.

• Los nitratos podrían ser inyectados en satélites o en boca de pozos inyectores.

• En casos con agriamiento y T>60ºC se requiere evaluar biocidas o la combinación biocidas/nitratos. Bajar costos.

Recuperación Terciaria También llamada recuperación mejorada de petróleo (EOR -“Enhanced Oil Recovery”), se define como el conjunto de métodos que emplean fuentes externas de energía y/o materiales para recuperar el hidrocarburo.Los métodos se clasifican en:

•Térmicos

•No Térmicos

Térmicos 1. Inyección de agua caliente2. Inyección continua de vapor3. Inyección alternada de vapor4. Drenaje por gravedad asistido con vapor5. Thai 6. Capri7. Combustión in situ 8. Combustión convencional9. Combustión en reverso10. Combustión húmeda

No Térmicos1. Invasiones Químicas_Invasión con polímeros_Invasión con surfactantes_Invasiones alcalinas _Invasiones micelares _Inyección de espuma

3. Empujes con gas _Inyección cíclica de gas

_Inyección de agua carbonatada

2. Desplazamientos miscibles_Proceso de tapones miscibles_Empuje con gas condensante_Empuje con gas vaporizante o dealta presión_Inyección alternada de agua y gas_Inyección usando solventes

Conformance usando químicos:Geles y polímeros

Conformance hace referencia a la medida ytratamiento del exceso de producción de aguadesde los reservorios de petróleo.

• Sellan completamente zonas ladronas y fracturas.

• Reducen la producción de agua.• Mejorar eficiencia de barrido durante

operaciones de recuperación, mayor recupero de petróleo.

• Reducir OPEX (Operating expense, costo permanente operativo).

Ventajas

• Gelantes de μ alta contribuyen a que el flujo entre capas aumente; mayor daño en zonas de baja permeabilidad.

• El efecto “postflush” no es muy eficiente, el agua no logra desplazar la solución, sino que se digita a través de ella.

• Puede bloquear totalmente ciertas características del medio poroso y desviar el flujo de fluidos de áreas de bajo drenaje a áreas con uno mayor.

Desventajas

Problemas de conformance

Problemas de conformance

• Canalización de la matriz sin flujo cruzado.• Fracturas o fisuras entre productor e inyector.• Canalización de la matriz con flujo cruzado.• Fracturas que conectan un acuífero.• Barrido areal pobre.• Flujo detrás de tubos y fugas de la carcaza.

Redes tridimensionales formadas por un polímero y un entrecruzador.

Propiedades viscoelásticas.

Pueden bloquear y reducir la permeabilidad al agua mucho más que la permeabilidad al petróleo, DPR (reducción de permeabilidad

desproporcionada)

Se colocan en forma líquida y gelifican en formación, no fluyen

una vez que se entrecruzaron.

Geles

Modificadores de permeabilidad relativa

Comúnmente se refieren a soluciones poliméricas

El polímero se absorbe en la roca, reducen la

permeabilidad al agua sin mucho efecto sobre la

permeabilidad al petróleo

RPMs

No tienen tanto uso, excepto en los casos que se

combinan con fracturas hidraúlicas.

¿Qué es porosidad?Es el espacio disponible dentro de la roca, receptáculopara los fluidos presentes en ella. Se puede definir como la relación del espacio vacío(huecos) en la roca con respecto al volumen total de ella.El volumen de roca, está formado por un volumen dehuecos o poros y un volumen de sólidos.

Vr= Vp+ Vs Donde: _Vr : Volumen de roca. _Vp : Volumen de poros. _Vs : Volumen de sólidos.

Si el volumen de poros se relaciona con el volumen de roca, se obtiene la porosidad y ésta se representa en fracción o en porcentaje.

Una vez que se ha definido el término de porosidad, es importante señalar que no todos los poros de una roca están siempre comunicados entre ellos, en ocasiones, algunos poros están aislados; por lo que la porosidad de la roca suele clasificarse en:

• Considera el volumen poroso tanto de los poros aislados como el de los comunicados. Se expresa como la relación entre el volumen total de poros (comunicados y no comunicados) y el volumen de roca.

Porosidad absoluta

• Se define como el porcentaje del espacio poroso interconectado con relación al volumen total de roca. Es la de interés para la industria petrolera.

Porosidad efectiva

Propiedades y parámetros de importancia • Tiempo de gelificación (inicial y final).

• Fuerza del gel• Estabilidad en condiciones de fondo de pozo (temperatura,

salinidad, dureza).• Factor de resistencia residual al agua y al petróleo (RRF).• Estabilidad del diferencial de presión y frente al lavado con agua.

Se establece la reducción de permeabilidad al agua y al petróleo

Donde K es la permeabilidad intrínseca y μ la viscosidad.

Se define el efecto DPR: es la relación entre RRFw y RFFo.Altos RRF significan una gran reducción de permeabilidad (mayor bloqueo).

Tipos de polímeros• Poliacrilamida parcialmente hidrolizada

(estable hasta 70ºC dependiendo de la dureza del agua).

• Copolímeros para altas temperaturas: poliacrilamidas modificadas (sulfonatos, vinil pirrolidona, acrilato de tert-butilo, hidrofóbicamente modificadas). Altos costos.

• Tipos naturales (goma xantano, escleroglucano). Altos costos y problemas bacterianos.

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